RU2451786C1 - Способ строительства глубоких скважин в сложных геологических условиях - Google Patents
Способ строительства глубоких скважин в сложных геологических условиях Download PDFInfo
- Publication number
- RU2451786C1 RU2451786C1 RU2011100766/03A RU2011100766A RU2451786C1 RU 2451786 C1 RU2451786 C1 RU 2451786C1 RU 2011100766/03 A RU2011100766/03 A RU 2011100766/03A RU 2011100766 A RU2011100766 A RU 2011100766A RU 2451786 C1 RU2451786 C1 RU 2451786C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling
- clay
- composition
- geological conditions
- well
- Prior art date
Links
Landscapes
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области бурения нефтегазовых вертикальных и наклонно-направленных скважин в сложных геологических условиях. Технический результат - обеспечение устойчивости геологических элементов при проходке скважин, предупреждение процессов поглощения буровых растворов (промывочных жидкостей), притоков пластового флюида, сохранение естественной проницаемости продуктивных коллекторов на 80-90% от исходных значений. В способе строительства глубоких скважин в сложных горно-геологических условиях с применением малоглинистых буровых растворов состава, масс.%: глина 4,0-7,0, карбоксиметил-целлюлоза 0,5-2,0, хлористый натрий или калий 2,0-15,0, карбонат кальция 3,0-7,0, вода - остальное; или состава, масс.%: глина 4,0-7,0, карбоксиметилцеллюлоза 1,0-3,0, хлористый натрий или калий 2,0-15,0, карбонат кальция 5,0-12,0, вода - остальное; бурение различных по сложности геологических элементов по длине скважины осуществляют одним составом бурового раствора, причем проходку фильтрующих горных пород выполняют с учетом сохранения естественной проницаемости продуктивных коллекторов, исключения притоков пластового флюида в скважину за счет охлаждения малоглинистого раствора на 15-25°C при одновременном увеличении в нем давления на 3-6% от горного.
Description
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин в сложных геологических условиях.
При строительстве вертикальных и наклонно-направленных скважин в сложных геологических условиях известны различные способы повышения скорости бурения горных пород, например, за счет увеличения давления и температуры в зоне контакта промывочной жидкости, разрушающего инструмента с забоем скважины (К.В.Иогансон. Спутник буровика. Справочник. М., Недра. 296 с.).
Известен малоглинистый буровой раствор, содержащий глину, карбок-симелцеллюлозу (КМЦ) термостабильную, крахмал, реагент для регулирования удельного электрического сопротивления, карбонатный утяжелитель и воду (Патент РФ №2327726, С09К 8/24, опубл. 27.06.2008, аналог).
Использование данного бурового раствора обеспечивает проводку скважин в относительно устойчивых горных породах и проведение электрокаротажных исследований за счет повышения удельного электрического сопротивления при повышенной температуре. Однако этот состав раствора не может сохранить естественную проницаемость коллектора порядка 80-90%.
Наиболее близким к заявляемому техническому решению, взятый за прототип является способ регулирования водоотдачи бурового раствора (Патент РФ №2066684, С09К 7/02, опубл. 20.09.1996), по которому регулирование водоотдачи достигается за счет увеличения содержания в растворе наряду с КМЦ солей хлорида натрия или кальция. Данный способ позволяет регулировать водоотдачу из бурового раствора, и в частности, снижать ее при оптимальных расходах КМЦ и вязкости раствора.
Задачи, на решение которых направлено изобретение, являются обеспечение устойчивости стенок скважин, предупреждение процессов поглощения промывочной жидкости и притока пластового флюида в скважину, а также сохранение естественной проницаемости коллектора на 80-90% при бурении в сложных условиях вертикальных и наклонно-направленных скважин, при этом обеспечение возможности проходки нескольких горизонтов различных по свойствам пород на одном по химическому составу растворе, с сохранением оптимальных скоростей проходки и снижением затрат на строительство глубоких скважин в сложных геологических условиях.
Это достигается тем, что бурение различных по сложности геологических элементов по длине скважины осуществляют одним составом бурового раствора, причем проходку фильтрующих горных пород выполняют с учетом сохранения естественной проницаемости продуктивных коллекторов, исключения притоков пластового флюида в скважину за счет охлаждения малоглинистого раствора на 15-25°С при одновременном увеличении в нем давления на 3-6% от горного.
К существенным признакам заявляемого технического решения относятся следующие:
- бурение различных по сложности геологических элементов по длине скважины осуществляют одним составом бурового раствора;
- проходку фильтрующих горных пород выполняют с учетом сохранения естественной проницаемости продуктивных коллекторов;
- притоки пластового флюида в скважину исключают за счет охлаждения малоглинистого раствора на 15-25°С при одновременном увеличении в нем давления на 3-6% от горного.
Признаки, отличающие заявляемое решение от известных разработок, не выявлены при изучении данной и смежных областей науки и техники, в других отечественных и зарубежных источниках. Таким образом, заявляемое техническое решение, имеющее вышеприведенную совокупность существенных признаков и преимуществ, соответствует критериям патентоспособности «новизна» и «изобретательский уровень».
Авторами изобретения в лабораториях Северного (Арктического) федерального университета имени М.В.Ломоносова и в процессе бурения на Приобском месторождении скважин на различных по физико-химическим свойствам буровых растворах были получены следующие результаты.
Строительство скважин в сложных условиях можно осуществлять на растворах, включающих аналогично прототипу следующие реагенты: глину бентонитовую (для структурообразования, регулирования тиксотропных свойств, повышения у растворов удерживающей и транспортирующей способности); КМЦ, обеспечивающую снижение фильтрации при одновременной стабилизации, регулировании реологических показателей бурового раствора; хлористый натрий или хлористый калий (для снижения лиофильности глин, ингибирования бурового раствора); карбонат кальция (мел, мраморная крошка и др.), выполняющего в растворе функции как утяжелителя, так и кольматанта.
Исследованиями установлено, что на скорость проходки скважин в сложных условиях наряду с рекомендуемыми в прототипе составом, рецептурой реагентов для промывочных жидкостей, существенно влияют температура и давление, варьируемые в определенном диапазоне значений: снижение температуры на 15-25°С и повышение давления на 3-6% от горного. По данным исследований, при различных осложнениях в бурении необходимо выполнять следующую технологию выполнения.
Для обеспечения устойчивости стенок скважин целесообразно применять буровой раствор, содержащий в масс.% следующие реагенты: глину - 4,0-7,0; КМЦ - 0,5-2,0; хлористый натрий (хлористый калий) - 2,0-15,0; кольматант (карбонат кальция) - 3,0-7,0 и воду.
Предупреждение поглощений промывочных жидкостей в проницаемые породы исключается за счет применения следующей рецептуры бурового раствора, масс.%: глины - 4,0-7,0; КМЦ - 1,0-3,0; хлористого натрия (хлористого калия) - 2,0-15,0; кольматанта (карбоната кальция - мраморной крошки) - 5,0-12,0; воды - остальное.
В процессе практической реализации способа определен диапазон изменения температуры и давления. Для предотвращения термоокислительной деструкции КМЦ промывочную жидкость, как показали исследования, необходимо охлаждать на 15-25°С. При этом установлено, что охлаждение растворов менее чем на 15°С не снижает процесс поглощения из них фильтратов, а при достижении верхнего предела из охлаждаемых растворов выделяются соли и кольматант.
Для проходки на одном растворе различных по сложности геологических горизонтов наряду с незначительной корректировкой концентраций реагентов и охлаждением бурового раствора требуется повышать в растворе давление на 3-6% от горного, но не более значений, приводящих к гидроразрыву горных пластов. При этом, как показали исследования, повышение в растворе давления ниже указанных значений практически не отражается на процессе поглощения промывочных жидкостей в проницаемые породы, а давления свыше рекомендуемого предела приводят к снижению проницаемости продуктивных коллекторов.
Обнаружено, что исключение притоков пластового флюида в скважину, сохранения естественной проницаемости продуктивных коллекторов обеспечивается, например, за счет применения следующей рецептуры бурового раствора, масс.%: глины - 5,0; КМЦ-500 - 2,0; хлористого натрия - 15,0; кольматанта - карбоната кальция (мела) - 6,0; вода - 72. В процессе бурения проницаемых пород осуществляют охлаждение промывочной жидкости (бурового раствора) на 20°С и повышение в ней давления на 5% от горного (т.е. в указанных пределах: снижение температуры на 15-25°С и повышение давления на 3-6% от горного).
Вышеприведенный состав и концентрации химических реагентов в растворах при работе в указанных пределах изменения температуры и давления позволяют бурить неустойчивые горные породы при наличии допустимых значений водоотдачи (5…10 см3) и вязкости, обеспечивая возможность проходки нескольких горизонтов различных по свойствам пород на одном по химическому составу растворе.
Приведенные выше рецептуры промывочных жидкостей, рекомендуемые пределы изменения в них температуры и давления в совокупности позволяют обеспечить возможность проходки нескольких горизонтов различных по свойствам пород на одном по химическому составу растворе, исключить процессы потери устойчивости стенок скважины, поглощения промывочных жидкостей в проницаемые породы, притоки пластового флюида в скважину, сохранить проницаемость продуктивных горизонтов.
При сравнении вышеприведенных аналогов и прототипа с предлагаемым способом строительства глубоких скважин в сложных геологических условиях были выявлены следующие технологические отличия:
1) бурение различных по свойствам горных пород осуществляют на одном по химическому составу растворе;
2) для проходки сложных геологических горизонтов буровой раствор охлаждают на 15-25°С;
3) при бурении скважин в сложных горно-геологических условиях гидравлическое давление в растворе повышают на 3-6% от горного.
За счет выполнения принципиально новых технологических операций в отличие от аналогов и прототипа представляется возможным снизить затраты на строительство скважин в сложных геологических условиях, увеличить объемы добычи углеводородов из продуктивных горизонтов и снизить затраты на ресурсообеспечение процесса. Применение предлагаемой на практике технологии позволит на 5…10% снизить затраты на приготовление промывочных жидкостей, бурение глубоких скважин и обеспечить безопасность проведения буровых работ в сложных горно-технических условиях.
Claims (1)
- Способ строительства глубоких скважин в сложных горно-геологических условиях с применением малоглинистых буровых растворов состава, мас.%: глина 4,0-7,0, карбоксиметилцеллюлоза 0,5-2,0, хлористый натрий или калий 2,0-15,0 и карбонат кальция 3,0-7,0, вода остальное; или состава, мас.%: глина 4,0-7,0, карбоксиметилцеллюлоза 1,0-3,0, хлористый натрий или калий 2,0-15,0, карбонат кальция 5,0-12,0, вода остальное; отличающийся тем, что бурение различных по сложности геологических элементов по длине скважины осуществляют одним составом бурового раствора, причем проходку фильтрующих горных пород выполняют с учетом сохранения естественной проницаемости продуктивных коллекторов, исключения притоков пластового флюида в скважину за счет охлаждения малоглинистого раствора на 15-25°С при одновременном увеличении в нем давления на 3-6% от горного.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011100766/03A RU2451786C1 (ru) | 2011-01-12 | 2011-01-12 | Способ строительства глубоких скважин в сложных геологических условиях |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011100766/03A RU2451786C1 (ru) | 2011-01-12 | 2011-01-12 | Способ строительства глубоких скважин в сложных геологических условиях |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2451786C1 true RU2451786C1 (ru) | 2012-05-27 |
Family
ID=46231692
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011100766/03A RU2451786C1 (ru) | 2011-01-12 | 2011-01-12 | Способ строительства глубоких скважин в сложных геологических условиях |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2451786C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN106988721A (zh) * | 2017-05-26 | 2017-07-28 | 长沙矿山研究院有限责任公司 | 钻进***及其控制方法 |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU692847A1 (ru) * | 1975-06-12 | 1979-10-25 | Филиал Северо-Кавказского Государственного Научно-Исследовательского И Проектного Института Нефтяной Промышленности | Буровой раствор |
SU969708A1 (ru) * | 1980-06-04 | 1982-10-30 | за вители t ,Г : /J3 ЛТЕНТН у ,, I j ИБС/М) / и. Македонов, К. В. ИогансеН, .Gfi;jV-r и С. А. Шел гова--.- , | Буровой раствор |
RU2066684C1 (ru) * | 1992-08-31 | 1996-09-20 | Рыжов Валентин Михайлович | Способ регулирования водоотдачи бурового раствора |
US5858928A (en) * | 1994-11-28 | 1999-01-12 | Rhone-Poulenc Chimie | Gel of an apolar medium, its use for the preparation of water-based drilling fluids |
RU2231534C2 (ru) * | 2002-05-16 | 2004-06-27 | Закрытое акционерное общество"ИКФ-Сервис" | Буровой раствор и способ приготовления бурового раствора |
RU2235751C1 (ru) * | 2003-02-07 | 2004-09-10 | ДФГУП Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения | Утяжеленный буровой раствор |
RU2318855C2 (ru) * | 2006-04-17 | 2008-03-10 | Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение "Бурение" | Безглинистый буровой раствор |
RU2327726C2 (ru) * | 2006-08-23 | 2008-06-27 | Елена Александровна Румянцева | Малоглинистый буровой раствор |
-
2011
- 2011-01-12 RU RU2011100766/03A patent/RU2451786C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU692847A1 (ru) * | 1975-06-12 | 1979-10-25 | Филиал Северо-Кавказского Государственного Научно-Исследовательского И Проектного Института Нефтяной Промышленности | Буровой раствор |
SU969708A1 (ru) * | 1980-06-04 | 1982-10-30 | за вители t ,Г : /J3 ЛТЕНТН у ,, I j ИБС/М) / и. Македонов, К. В. ИогансеН, .Gfi;jV-r и С. А. Шел гова--.- , | Буровой раствор |
RU2066684C1 (ru) * | 1992-08-31 | 1996-09-20 | Рыжов Валентин Михайлович | Способ регулирования водоотдачи бурового раствора |
US5858928A (en) * | 1994-11-28 | 1999-01-12 | Rhone-Poulenc Chimie | Gel of an apolar medium, its use for the preparation of water-based drilling fluids |
RU2231534C2 (ru) * | 2002-05-16 | 2004-06-27 | Закрытое акционерное общество"ИКФ-Сервис" | Буровой раствор и способ приготовления бурового раствора |
RU2235751C1 (ru) * | 2003-02-07 | 2004-09-10 | ДФГУП Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения | Утяжеленный буровой раствор |
RU2318855C2 (ru) * | 2006-04-17 | 2008-03-10 | Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение "Бурение" | Безглинистый буровой раствор |
RU2327726C2 (ru) * | 2006-08-23 | 2008-06-27 | Елена Александровна Румянцева | Малоглинистый буровой раствор |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ПАУС К.Ф. Буровые растворы. - М.: Недра, 1973, с.3, 13. ИОГАНСОН К.В. Спутник буровика. Справочник. - М.: Недра, 1986, с.100-123. * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN106988721A (zh) * | 2017-05-26 | 2017-07-28 | 长沙矿山研究院有限责任公司 | 钻进***及其控制方法 |
CN106988721B (zh) * | 2017-05-26 | 2024-04-12 | 长沙矿山研究院有限责任公司 | 钻进***及其控制方法 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2494214C1 (ru) | Способ строительства скважины | |
CA2564566A1 (en) | Inhibitive water-based drilling fluid system and method for drilling sands and other water-sensitive formations | |
CA2996151C (en) | Supplementing the immiscible water injection cycle with nutrients to improve oil release in oil-containing rock formations | |
CN104712287B (zh) | 一种水平井安全密度窗口扩展方法 | |
CN107614655A (zh) | 控制泥浆性质的技术 | |
RU2582197C1 (ru) | Буровой раствор | |
RU2451786C1 (ru) | Способ строительства глубоких скважин в сложных геологических условиях | |
Chizhov et al. | Hydraulically perfect modes of injection of grouting mixtures when isolating absorbing formations | |
CN104962254A (zh) | 一种低成本甲酸盐钻孔冲洗液 | |
Shilova et al. | Development of the impermeable membranes using directional hydraulic fracturing | |
RU2768340C1 (ru) | Высококатионно-ингибированный буровой раствор | |
US11441367B2 (en) | Direct emulsions and methods of use | |
Yodgorov et al. | Results of industrial testing of oil emulsion drilling mud in the Ustyurt urban area | |
CN104962255A (zh) | 低成本甲酸盐钻孔冲洗液的制备工艺 | |
CN105482792A (zh) | 一种油田用小粒径水溶性暂堵剂的制备方法 | |
GauriNa-MeđiMurec et al. | Aphron-based drilling fluids: solution for low pressure reservoirs | |
CN106014200B (zh) | 一种穿石膏层的钻井方法 | |
Thakur et al. | Experimental investigation of ionic liquid as an additive in enhancing the rheological and filtration properties of water-based drilling fluid | |
RU2753910C1 (ru) | Способ бурения и первичного вскрытия продуктивных пластов | |
Rejepovich | DRILLING OF DIRECTIONAL WELLS WITH HYDROCARBON-BASED DRILLING FLUID «VERSADRIL» | |
CA2884800A1 (en) | Free-flowing aqueous compositions for enhancing production rates of mineral oil or natural gas comprising oxidizing agents and glucans | |
Kolosov et al. | Analysis of the efficiency of drilling petrocom solution for primary exposure of production formation at the Bolshoy Olkhovsky field named after VN Vinogradov | |
RU2283418C2 (ru) | Способ первичного вскрытия продуктивных пластов при бурении на нефть и газ | |
CN109251735A (zh) | 一种抗h2s无粘土相饱和钻井液 | |
CN106634893B (zh) | 一种煤层气藏钻井用发泡剂及其制备方法和应用 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130113 |